196 Génération électrique intégrée aux sites industriels et bâtiments

..........................................................................Collection Technique

Cahier technique n° 196

Génération électriqueintégrée aux sites industrielset bâtiments commerciaux

T. Hazel

Les Cahiers Techniques constituent une collection d’une centaine de titresédités à l’intention des ingénieurs et techniciens qui recherchent uneinformation plus approfondie, complémentaire à celle des guides, catalogueset notices techniques.

Les Cahiers Techniques apportent des connaissances sur les nouvellestechniques et technologies électrotechniques et électroniques. Ils permettentégalement de mieux comprendre les phénomènes rencontrés dans lesinstallations, les systèmes et les équipements.Chaque Cahier Technique traite en profondeur un thème précis dans lesdomaines des réseaux électriques, protections, contrôle-commande et desautomatismes industriels.

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n° 196Génération électriqueintégrée aux sites industrielset bâtiments commerciaux

CT 196 édition juin 2000

Terence HAZEL

Ingénieur diplômé en 1970 de l’Université de Manitoba, Canada, il atravaillé pendant un an à Perth, en Australie, comme ingénieur decoordination de l’énergie, puis à Francfort, Allemagne, commeconsultant, avant de rejoindre Merlin Gerin en 1980.Après avoir été durant 15 ans responsable d’équipes techniques denombreux projets internationaux dans les domaines de la distributionélectrique et du contrôle process, il est à présent dans la section desappels d’offres du département des projets industriels, ce qui impliquede fréquentes rencontres avec les clients au stade préliminaire pour laconception et le choix entre divers systèmes de distribution.En tant que membre actif de IEEE, il rédige des articles et participe auxconférences sur la distribution de l’énergie électrique dans l’industrie.

Cahier Technique Schneider Electric n° 196 / p.2

Lexique

Courbe de tenue: Une courbe de courant enfonction du temps montrant la limite admissibleavant préjudice à l’équipement.

Délestage : Déconnexion volontaire de chargesnon-prioritaires lorsque la puissance totaledisponible ne suffit pas pour alimenter la chargetotale du site.

Démarrage autonome : La capacité pour ungroupe électrogène de démarrer sansalimentation électrique externe.

Distorsion de l’onde de tension : Différenceentre la forme de l’onde de tension réelle et cellede l’onde sinusoïdale pure, souvent exprimée enterme de distorsion harmonique totale,

THD hU

U=

∑ 2

1où Uh est la tension harmonique et U1 est lefondamental de l’onde de tension.

Commutateur statique : Interrupteur rapidehabituellement constitué d’un dispositifélectronique de puissance pouvant commuterune charge alimentée par un onduleur sur uneautre source sans occasionner de retard ni detransitoires inacceptables.

Sous-station d’unité de process : Un postecontenant l’équipement de distribution électriquenécessaire pour l’alimentation des charges d’uneunité de production ou d’exploitation. Il contientgénéralement l’appareillage MT, lestransformateurs de puissance et de distribution,et l’appareillage basse tension.

Rapport X/R : L’inductance du réseau parrapport à sa résistance. Ce ratio détermine laconstante de temps de la composante continuedu courant de court-circuit, qui est un facteurimportant pour la définition du calibre desdisjoncteurs HT.

Mise en service d’un système : Essais etréglages complémentaires sur sited’équipements déjà réceptionnésindividuellement, afin de s’assurer dufonctionnement correct de l’ensemble. Unexemple serait de vérifier le fonctionnement enparallèle de plusieurs groupes électrogènes ycompris les fonctions telles que synchronisationet délestage.

Mise en service d’un équipement :Déroulement des essais et réglages sur site,

avec mise sous tension de l’équipement. Unexemple serait la mise en service d’un groupeélectrogène.

Régulation de vitesse isochrone : Régulationà vitesse stabilisée permettant un écart trèsfaible avec la consigne.

Relais max de courant à retenue de tension :Un relais de protection à maximum de courantavec une entrée de tension opposant la réponsenormale du relais à une entrée de courant. Onl’utilise pour les alternateurs du fait que ceux-cidélivrent un courant de court-circuit très inférieurà celui du raccordement réseau de puissanceéquivalente.

Relais synchro-check: Un relais de vérificationdont la fonction est d’agir lorsque les vecteurs dedeux tensions d’entrées sont à l’intérieur d’unetolérance prédéterminée.

Répartition de charge : Elaboration centrale etenvoi des ordres de réglage pour chargerchaque groupe électrogène. Il s’agit de répartir lacharge entre les groupes en fonction de leurpuissances nominales.

Tension résiduelle : Tension du jeu de barresaprès coupure de la source. Cette tensionprovient des machines tournantes reliées au jeude barres.

Réserve tournante : Différence entre lapuissance totale de l’ensembles des groupesélectrogènes reliés à un réseau et leur débit réel.

Stabilité du réseau : Un réseau est considéréstable si une perturbation limitée à l’entréedonne lieu à une perturbation limitée à la sortie.Si un réseau de distribution électrique est stable,les fluctuations de charges, les défauts, lesmises en service et hors service, etc.n’entraîneront pas de fluctuations importantes entension ou en fréquence.

Statisme de la fréquence: La modificationabsolue de fréquence entre le régime stabilisé àvide et le régime stabilisé à pleine charge,généralement de 4 %. Une augmentation de lapuissance fournie entraîne un baisse defréquence pour les groupes électrogènesfonctionnant seul dans ce mode.

Synchronoscope: Instrument permettantd’indiquer si deux tensions alternatives en amontet en aval d’un disjoncteur ont la mêmefréquence et sont en phase.


Génération électrique intégrée aux sitesindustriels et bâtiments commerciaux

Sommaire

1 Types de groupes électrogènes p. 4

2 Puissance nominale p. 5

3 Exemples d’applications 3.1 Groupes de secours p.7

3.2 Groupes de production p. 9

4 Fonctionnement des groupes électrogènes 4.1 Démarrage et arrêt des groupes électrogènes p. 11

4.2 Fonctionnement isochrone p. 12

4.3 Fonctionnement parallèle avec le réseau public p. 12

4.4 Fonctionnement parallèle avec d’autres groupes électrogènes p. 12

5 Schémas de commutation et synchronisation 5.1 Commutation automatique sur perte secteur p. 14

5.2 Commutation à l’alimentation normale p. 14

5.3 Synchronisation du disjoncteur du groupe de secours p. 14

5.4 Synchronisation des disjoncteurs de couplage de jeux de barres oud’arrivée secteur p. 15

6 Protection du groupe électrogène 6.1 Principe général de la protection p. 16

6.2 Protection électrique p. 17

6.3 Protections moteur p. 18

7 Raccordement des groupes électrogènes 7.1 Connexion coté ligne p. 19

7.2 Connexion coté neutre p. 19

8 Délestage p. 20

9 Interfaces entre le groupe électrogène et 9.1 Répartition usuelle des fournitures entre fabricant du groupele réseau électrogène et celui de l’appareillage électrique général p. 21

9.2 Echanges d’informations p. 21

9.3 Intégration du groupe au système de contrôle-commande duréseau électrique p. 22

10 Installation et maintenance des groupes 10.1 Emplacement p. 23

10.2 Entrée d’air et échappement p. 23

10.3 Conformité avec la réglementation locale p. 23

10.4 Outils spéciaux et pièces de rechange p. 23

11 Conclusion p. 24

Bibliographie p. 24

Pour les sites industriels isolés, les groupes électrogènes à courantalternatif sont souvent utilisés comme source principale d’énergieélectrique. Ils sont également très utilisés aussi bien en industrie qu’entertiaire comme source d’énergie de secours. Ce Cahier Techniqueévoque la plupart des sujets qui doivent être traités lors de l’installation degroupes électrogènes à courant alternatif, de puissance jusqu’à 20 MW.

au réseau électrique


L’entraînement des groupes électrogènesutilisés pour les applications industrielles outertiaires est généralement assuré par unmoteur diesel, une turbine à gaz ou une turbineà vapeur. Les turbines sont principalementutilisées pour les groupes des centralesélectriques de production, alors que les moteursdiesel sont utilisés aussi bien en productionqu’en secours.

Les sujets traités dans ce Cahier Technique nedépendent pas du type de moteur utilisé.

1 Types de groupes électrogènes

Nous utiliserons donc le terme général degroupe électrogène sans distinction du moteur.Le choix du moteur est déterminé par deséléments tels que la disponibilité et lesconditions d’approvisionnement d’un type defuel, considérations sortant du cadre de ceCahier Technique.

Cependant, du fait que l’utilisation du moteurdiesel soit très fréquente, quelquesrenseignements spécifiques sur les groupesdiesel seront données.

Fig. 1 : différents moyens de production locale d’électricité.

Ci-dessus, un exemple d’uncomplexe de traitement d’huile et decentrale électrique. Il inclut deuxgroupes propulsés par turbine à gaz,produisant environ 100 MW.(Photo GE Energy Products France S.A.).

Cependant, dans la plupart desinstallations industrielles l’objetprincipal n’est pas la productiond’énergie électrique. L’installationpourrait avoir un ou plusieursgroupes électrogènes produisantl’énergie électrique nécessaire ensecours et, occasionnellement, pourune consommation locale. La photoci-contre est l’exemple d’un groupeDiesel de 1 MW.(Photo Houvenaghel/Hennequin S.A.).


La puissance utile d’un groupe électrogène estprobablement le critère le plus important àdéfinir. La puissance obtenue d’un groupe

électrogène est généralement déduite à partir dudiagramme des puissances actives/réactivesreprésenté par la figure 2 .

La puissance active délivrée dépend du type defuel utilisé et des conditions du site, y compris latempérature ambiante, la température du fluidede refroidissement, l’altitude et l’humiditérelative. Cela dépend également descaractéristiques de la charge telles que lespossibilités de surcharge et les variations decharge dans le temps. La norme ISO 3046-1pour les moteurs diesel indique trois variantespour la définition de la puissance nominale etprécise la définition des capacités de surcharge.

La notion de puissance se définit donc par :

c la puissance continue : Le moteur peut fournir100 % de sa puissance nominale pendant unedurée non limitée. C’est la notion utilisée pourun groupe de production.

c la puissance principale (PRP) : Le moteur peutfournir une puissance de base pendant unedurée non limitée et 100 % de la puissancenominale pendant une certaine durée. Cettedurée, ainsi que la puissance de base, n’est pasla même pour tous les constructeurs. Unexemple typique serait une puissance de basede 70 % de la puissance nominale et 100 % dela charge nominale pendant 500 heures par an.

Fig. 2 : diagramme des puissances actives/réactives montrant les limites de fonctionnement.

c la puissance de secours : C’est la puissancemaximale que la machine peut délivrer, durantune période limitée, généralement moins de 500heures par an. Cette définition ne doit êtreappliquée que pour les groupes électrogènestravaillant exclusivement en secours. Du fait quele moteur n’est pas en mesure de fournir unepuissance supérieure, il convient d’appliquer unfacteur de sécurité d’au moins 10 % pour ladétermination de la puissance de secoursnécessaire.

La capacité de surcharge se définit par 10 % depuissance supplémentaire pendant 1 heure dansune période de 12 heures de fonctionnement. Sila puissance nominale est déterminée par lapuissance de secours, il ne reste plus de margepour une surcharge.

La plupart des fabricants admettent une surchargenormale par rapport à la puissance continue et lapuissance principale, mais en raison d’exceptionsil est recommandé de toujours préciser la capacitéde surcharge nécessaire et de préciser la définitionde la puissance nominale. Par exemple, un mêmegroupe diesel peut être défini par : une puissancecontinue de 1550 kW, une PRP de 1760 kW, etune puissance de secours de 1880 kW.

2 Puissance nominale

Axe puissanceactive

Axe puissanceréactive

Puissance nominale du moteur

Point de fonctionnement normal, cos ϕ = 0,8

Machine surexcitéeMachine sous-excitée

Limite courant stator

Limite de stabilité

Pn

Qn

Limite du courant d'excitation


Lorsqu’un groupe électrogène est utilisé commesource principale d’énergie électrique, il convientde tenir compte des éléments suivants :c pouvoir fonctionner en parallèle avec d’autresgroupes et/ou avec le réseau,c prévoir de longues périodes de maintenance,c assurer le démarrage autonome,c tenir compte de la vitesse : une vitesse lenteaugmente la longévité du groupe (d’où la limitede 750 tpm pour les moteurs diesel).

Et s’il est utilisé en groupe de secours :c assurer la rapidité et la fiabilité du démarrageet de la prise en charge,c réaliser un système fiable de délestage pouréviter la surcharge ou le décrochage,c permettre des tests périodiques en charge,c assurer le fonctionnement en parallèle avec leréseau si le groupe doit être utilisable pourpasser les périodes de pointe,c fournir si nécessaire le courant magnétisantpour les transformateurs de distribution.

Une application courante des groupesélectrogènes est d’alimenter les onduleurs(également nommés UPS ou ASI) durant les

coupures du réseau public. L’impédancerelativement élevée du groupe en comparaison àcelle du réseau peut entraîner des perturbationsdans la forme de tension en raison des courantsharmoniques délivrés par l’onduleur. Lesfabricants de groupes déclassent généralementleurs machines jusqu’à à 60% afin d’assurer uneforme de tension correcte lorsque la chargeconsiste d’onduleurs non équipés de filtrageharmonique. La puissance nécessaire estdonnée par la formule :

PP kW P kW

ndementch es auxilUPS rech batt

UPS=

++

( ) ( )Re

arg .. .

Pour une détermination préliminaire du groupeélectrogène en l’absence de caractéristiquesdétaillées sur l’onduleur, la puissance en kW duchargeur de batterie pourra être estimée à 25 %de la puissance en kW délivrée par l’onduleur.Le rendement de l’onduleur peut être estimé à90 %.

Les caractéristiques définitifs du groupe serontchoisies en fonction de spécifications fixant leslimites acceptables de distorsion de tension etles caractéristiques réelles de l’onduleur, tellesque son rendement et les courants harmoniques.


Un exemple typique d’alimentation de chargesprioritaires pour un immeuble commercial, unpetit site industriel, ou pour l’alimentation desecours dans une sous-station de process d’unsite industriel important est représenté par leschéma de principe de la figure 3 .

En temps normal les charges prioritaires, commeles autres charges, sont alimentées à partir duréseau public. Lors d’une coupure de ce réseau,le disjoncteur de couplage Q3 s’ouvre, le groupeélectrogène démarre, puis le disjoncteur Q2 del’alternateur se ferme et la charge est alimentéepar le groupe de secours.

Les charges critiques ne pouvant supporteraucune coupure, même brève, sont alimentéesen permanence par l’onduleur.

3.1 Groupes de secours

3 Exemples d’applications

Fig. 3 : schéma typique de réseau d’alimentation électrique d’un petit site industriel.

L’onduleur est équipé d’un interrupteur statiquedont le rôle (de by-pass) est de connecter lacharge directement à l’alimentation s’il apparaîtun défaut de fonctionnement à l’intérieur mêmede l’onduleur.

Pour ce type d’applications la puissance desgroupes électrogènes est généralement entre250 kVA et 800 kVA.

L’avantage d’un tel schéma est sa clarté et sasimplicité. Toutes les charges prioritaires sontreliées au même jeu de barres que le groupeélectrogène, ce qui évite la nécessité dedélestage. Pour ce qui concerne l’autonomie del’onduleur, elle peut être limitée à 10 minutespuisque son alimentation sera assurée par legroupe électrogène. Il est recommandé que

G

Alimentationde secours

Q2Q1Q3

Charges normales Chargesde secours

Charges critiques

Arrivée réseau

~=

Interrup.statique

Onduleur

= ~


l’onduleur et le circuit by-pass soient alimentéspar le jeu de barres prioritaire.Dans un site industriel important, il est d’usaged’avoir un système d’alimentation de secourscentralisé, comme dans figure 4 .

Fig. 4 : exemple de système d’alimentation de secours dans une installation industrielle importante.

Le tableau de secours principal est normalementalimenté par le réseau public, bien que surcertains sites on puisse faire fonctionner un desgroupes électrogènes en permanence. Letableau de secours est conçu de manière à

GG

Chargesprioritaires

Chargesprioritaires

Charges non prioritaires

Tableau de secours duposte principal

Tableau MT d'un poste secondaire typique

Vers jeux de barres prioritairesdes postes secondaires

Charges prioritaires

SCA

Arrivées réseau

33 kV

6 kV

6 kV

(SCA: Système de commutaion automatique)


c moins de groupes électrogènes sur le site(généralement deux suffisent),

c le système de secours alimenté enpermanence permet l’utilisation de schémas detransfert rapide,

c disponibilité de l’alimentation de secoursmême durant les opérations de maintenance surun groupe.

Les groupes électrogènes utilisés pour de tellesinstallations sont généralement dans la gammede 1 à 4 MW.

Fig. 5 : site industriel sans raccordement au réseau. Tous les disjoncteurs repérés «D» sont normalement fermés.

3.2 Groupes de production

Pour les sites isolés, non raccordés au réseaupublic, l’alimentation en énergie électriqueprovient d’un certain nombre de groupesélectrogènes, comme dans le schéma deprincipe de la figure 5 . Le nombre de groupesN dépendra de la puissance nécessaire,mais du fait qu’un groupe électrogène nécessitepériodiquement des opérations de maintenance,l’énergie nécessaire devra pouvoir être assuréepar N - 1 groupes sans nécessité de délestage.La puissance des groupes électrogènesdoit être choisie de manière à ce qu’ils

permettre aux groupes de fonctionner enparallèle et également être raccordés au réseaupublic.

La commutation automatique de l’alimentationnormale vers l’alimentation de secours se fait auniveau de chaque sous-station. Le tableau desecours étant normalement alimenté, il estpossible de commuter rapidement sans perted’alimentation (selon la description qui seradonnée à la section 5.1).

L’utilisation d’une alimentation de secourscentralisée apporte les avantages suivants :

fonctionnent au moins à 50 % de leur chargenominale. Un taux de charge moins élevé estpréjudiciable pour le groupe. Par exemple,un groupe diesel chargé à moins de 30 %tournera à froid, empêchant une bonnecombustion et entraînant une dégradation rapidede l’huile de lubrification.

Il convient d’examiner également les conditionsde fonctionnement à N - 2, ce qui pourraitêtre le cas en cas de panne sur une groupealors que l’un des groupes est déjà enmaintenance.

Sous-stations

Sous-station typique

G

Groupe électrogènehors service

(en maintenance)

Y

Transformateurde mise à la terre

Sous-stations

Y

G G G G G

D D D D D

D D D

D D

D D D

D D

D D

D


Le facteur de charge initial F le plus élevépouvant être utilisé avec N groupes électrogènesinstallés de manière à ne pas nécessiter dedélestage lorsque N - 2 groupes fonctionnentpeut être déduit de l’expression :

FNN

= −−

21

Ainsi, par exemple, le facteur de charge le plusélevé pour N = 6 sera de 80 %.

Les disjoncteurs de couplage de jeux de barresfacilitent les opérations de maintenance.Généralement, pendant le fonctionnementnormal, tous ces disjoncteurs sont fermés. Lescalculs des courants de court-circuit doiventtoujours tenir comte de N groupes électrogènescar il doit être possible de mettre en parallèle ungroupe de réserve avant d’arrêter un autregroupe pour maintenance.

Une alimentation électrique produite localementest généralement beaucoup moins puissantequ’une alimentation par réseau public. De ce fait,si l’on veut conserver la stabilité du systèmedurant les conditions de défaut, il est trèsprobable qu’un délestage soit nécessaire.

Pour déterminer la part de la charge à délester, ilconvient de faire une simulation dynamique duréseau dans différentes conditions de défaut, par

exemple en cas de court-circuit ou de perte d’ungroupe électrogène. Il faut déterminer paravance quelles sont les configurationsd’exploitation à prendre en compte. L’étude dedélestage avec et sans la fermeture desdisjoncteurs de couplages augmenterait lacomplexité, sachant qu’il faudrait définir descritères spécifiques à chaque cas. Pour laplupart des installations, la simulation dynamiqueet la définition de la politique de délestage peutse limiter au cas de la configuration habituelle.

La figure 5 montre schématiquement chaquegroupe électrogène alimentant en parallèle leréseau industriel à travers un transformateur etun disjoncteur de raccordement. A l’instantdonné, tous ces disjoncteurs de raccordementsont fermés sauf celui du groupe en cours demaintenance. Un tel schéma à les avantagessuivants :

c flexibilité dans le choix de la tension del’alternateur,

c réduction du courant de court-circuit maximumau tableau principal,

c possibilité de mise à la terre de l’alternateurpar impédance élevée (réduisant les risquesd’endommager l’alternateur).


L’utilisation courante du groupe électrogèneétant la fourniture d’énergie en secours, il estimportant de prendre certaines précautions pours’assurer de l’entrée en service rapide etcorrecte en cas de nécessité.

Un exemple des précautions à prendre est lalubrification, ainsi que le maintien à unetempérature constante de l’eau derefroidissement lorsque le groupe est à l’arrêt.Le fabricant du groupe doit fournir une liste deces précautions et la conception de l’installationdoit tenir compte de la disponibilité de toutes lesalimentations auxiliaires nécessaires durant lespériodes où le groupe est à l’arrêt.

Le fabricant peut garantir un temps dedémarrage de 15 secondes depuis l’ordre dedémarrage jusqu’à la fermeture du disjoncteurdu groupe. Il faut éviter de spécifier un tempsplus court car cela augmenterait sensiblement lecoût du groupe sans apporter un gain de tempsappréciable. Dans tous les cas les chargesessentielles doivent être alimentées par unonduleur.

Pour le démarrage du groupe deux techniquessont généralement utilisées : la batterie ou l’aircomprimée, cette dernière étant plusfréquemment utilisée pour les groupes de fortepuissance. L’équipement de démarrage doit êtreconçu pour un minimum de trois démarragesconsécutifs. Il doit également être surveillé afinde permettre une maintenance préventive pouréviter une défaillance au moment du démarrage.Le problème de démarrage le plus courant estun défaut de batterie. Dans certains cas celapourrait constituer une raison de choisir ledémarrage par air comprimé.

Lorsqu’un groupe électrogène doit fonctionneren parallèle avec une autre source, il faudrasynchroniser le groupe (selon la descriptiondonnée en section 5.3 ci-après), et le chargerprogressivement.

Pour un groupe fonctionnant en solitaire, lamise en charge du groupe sera faite en un ouplusieurs paliers. Les variations de fréquence etde tension dépendront de l’importance descharges appliquées à chaque palier. Ainsi, unchargement à 90 % peut être appliqué à ungroupe diesel sans que la fréquence varie deplus de 10 %, et la tension de plus de 15 %.

Cependant, il est possible de spécifier d’autreslimites concernant les variations de fréquence etde tension, en précisant le type de charge qui

4 Fonctionnement des groupes électrogènes

sera à alimenter. On précisera aussi lescaractéristiques de démarrage des moteurs,telles que le courant de démarrage et le type dedémarrage (direct ou étoile-triangle, etc..). Il estparfois nécessaire de prévoir plusieurs palierslorsque la tolérance sur les fluctuations de lafréquence et de la tension est faible.

Avant d’arrêter un groupe électrogène, il fautréduire son débit à zero en transférant la chargesur d’autres sources, puis ouvrir le disjoncteur.Le groupe devra tourner quelques minutes àvide pour permettre son refroidissement avantson arrêt. Dans certains cas il est nécessaire decontinuer le système de refroidissement aprèsl’arrêt afin d’éliminer la chaleur latente de lamachine. Il faudra suivre les recommandationsindiquées par le fabricant pour la mise horsservice du groupe.

Les opérations nécessaires pour une mise enservice et hors service correcte du groupedevraient être assurées par l’équipement decontrôle-commande du groupe.

Il est nécessaire de faire fonctionner un groupeélectrogène périodiquement. Pour uneinstallation pouvant supporter une coupurebrève, l’ouverture du disjoncteur d’alimentationnormale démarre automatiquement le groupeélectrogène qui prend alors en chargel’alimentation de secours. Après un temps defonctionnement déterminé, on peut ouvrir ledisjoncteur d’alimentation de secours et fermerle disjoncteur “normal”.

Dans les installations où toute interruptiond’alimentation pourrait entraîner une perted’exploitation inacceptable, il faut avoir lapossibilité de procéder occasionnellement à untest de fonctionnement complet du groupeélectrogène sans coupure préalable del’alimentation électrique. Pour cela, il estnécessaire d’utiliser un équipement desynchronisation afin que le groupe, aprèsdémarrage, puisse, lorsqu’il est prêt, assurerl’alimentation de l’installation (voir section 5.3 ci-après). Le disjoncteur de l’alternateur (ou ledisjoncteur de couplage des jeux de barres,selon le schéma) sera alors fermé et le groupesera mis en parallèle avec l’alimentationprincipale. Cela entraînera l’ouverture dudisjoncteur d’arrivée et les charges serontalimentées par le groupe électrogène.

Le transfert à nouveau à l’alimentation normalese fera de la même manière, sans coupure.

4.1 Démarrage et arrêt des groupes électrogènes


Puisque la mise en parallèle ne dure quequelques centaines de millisecondes, il n’estpas nécessaire de surcalibrer le tableau pourla puissance de court-circuit cumulée desalimentations normale + secours.

Lorsque l’équipement est prévu pour unfonctionnement parallèle en permanence,

4.2 Fonctionnement isochrone

Les groupes électrogènes sont souvent conçuspour fonctionner en mode isolé (appeléégalement mode isochrone, ou îloté).Dans ce cas la fréquence sera contrôlée par lerégulateur de vitesse du groupe. Les surchargesdépassant la puissance maximale du groupeélectrogène (puissance de secours telle quedéfinie dans la section 2) entraîneraient unebaisse de fréquence, ce qui pourrait déclencherun programme de délestage.

4.3 Fonctionnement parallèle avec le réseau public

Comme indiqué précédemment, il y a des casoù le fonctionnement en parallèle doit être prévu.Le réseau public ayant une puissance trèssupérieure, sa fréquence et sa tension vonts’imposer. Le régulateur de vitesse contrôlera lapuissance active délivrée par le groupeélectrogène et le régulateur de tension lapuissance réactive. L’équipement du groupeélectrogène doit être programmé en fonction de

il n’y a évidemment pas nécessité d’ouvrir lecircuit d’alimentation normale après la prise encharge par le groupe électrogène.

Dans ce cas, par contre, il est nécessairede prévoir le tableau pour une puissance decourt-circuit totale (alimentation normale +secours).

Le régulateur de tension du groupe assurera lastabilité de la tension du circuit alimenté.

Un groupe électrogène est généralement prévupour fonctionner avec un facteur de puissancede 0,8 et peut, par conséquent, alimenter laplupart des charges industrielles sans ajouter unéquipement de compensation de puissanceréactive.

la configuration pour pouvoir activer lesrégulateurs de vitesse et de tension afin decontrôler la vitesse et la tension dans le cas d’unfonctionnement isolé (isochrone) ou de contrôlerla puissance active et réactive dans le cas d’unfonctionnement parallèle. Les informationsnécessaires à cela proviennent des contactsauxiliaires du tableau général et sont relayées augroupe.

4.4 Fonctionnement parallèle avec d’autres groupes électrogènes

difficilement utilisable lorsque les variations decharge sont importantes.

b) Tous les groupes sont en mode «statisme».Les puissances active et réactive sont répartiesde manière égale entre les différents groupesélectrogènes ou proportionnellement à leurpuissance nominale dans le cas de groupes depuissances différentes. Les fluctuations decharge entraînent des variations de tension et devitesse selon une droite caractéristique à pentenégative, perdant en général 4 % lors d’unevariation de charge de zéro à 100 %. Sachantque la synchronisation des groupes avec uneautre source ne peut se faire que par réglage decette droite caractéristique, ce schéma n’est

Le fonctionnent en parallèle se fait généralementavec d’autres groupes électrogènes depuissances voisines. Trois schémas de basesont utilisés :

a) Tous les groupes, sauf un, ont un réglage dudébit de puissance active et réactive fixes. Undes groupes est en mode isochrone et fournirales puissances active et réactive nécessairespour maintenir la fréquence et la tension dusystème dans les limites admissibles. Tout ordrede modification de fréquence ou de tension seraenvoyé au groupe électrogène en modeisochrone. Toutes les fluctuations de puissanceseront absorbées par ce groupe électrogèneseul, par conséquent un tel schéma est


Fig. 6 : fonctionnement parallèle utilisant un répartiteur de charge.

Charge

GG G

Répartition de kW et régul. de fréquence

Régulateur de vitesse

Régulateurd'excitation

Répartition de kvaret régul. de tension

généralement pas utilisé lorsqu’un fonctionnementparallèle avec une autre source est nécessaire.

c) Tous les groupes électrogènes sont connectésà des répartiteurs de manière à partager lespuissances active et réactive. La figure 6indique un exemple de la manière de réalisercela. Le régulateur de vitesse de chaque groupereçoit la consigne de réglage de la puissance

active du répartiteur de la puissance active, quiassure également la régulation de fréquence.De même, chacun des régulateurs d’excitationreçoit la consigne de réglage de la puissanceréactive du répartiteur de puissance réactive,assurant également la régulation de tension.Ce schéma permet une grande variation decharge sans changement de fréquence et detension.


5.1 Commutation automatique sur perte secteur

Commutation rapide

Un schéma de permutation rapide est utilisélorsque le système ne peut tolérer les coupuresd’alimentation.

Dans un tel cas, il est nécessaire de maintenirdisponible une alimentation de secours capablede prendre en charge la fourniture nécessaireavant que les moteurs aient eu le temps deralentir. L’intervalle de temps permis pour unetelle commutation est d’environ 150 ms.

Pour éviter les contraintes mécaniques et lessurintensités lors de couplages nonsynchronisés, il est nécessaire de donner l’ordrede fermeture du disjoncteur d’alimentation desecours à un moment tel que la tension délivréepar les moteurs en décélération est presqu’enphase avec la tension de secours au moment dela fermeture du disjoncteur.

L’appareillage utilisé pour la commutation doittenir compte du temps de fermeture dudisjoncteur afin de prévoir le moment appropriépour établir la connexion. Si celle-ci ne se faitpas dans l’intervalle des 150 ms, la commutationrapide doit être empêchée et remplacée par unecommutation à tension résiduelle avecdélestage, si nécessaire.

5.2 Commutation à l’alimentation normale

généralement une opération initiéemanuellement, selon la description faite à la finde la section 4.1.

5.3 Synchronisation du disjoncteur du groupe de secours

La vitesse du moteur et la tension de l’alternateursont ajustées par la fermeture momentanée descontacts connectés au régulateur de vitesse etau régulateur de tension. Lorsque la tension del’alternateur est pratiquement en phase avec latension du réseau, le disjoncteur du groupeélectrogène reçoit un ordre de fermeture.

En général, la synchronisation est automatique,à l’aide de relais qui mesurent les tensions,

Une commutation automatique est généralementutilisée lorsqu’il est nécessaire d’alimenter lacharge par un système de secours dans les plusbrefs délais en cas de perte de l’alimentationnormale. La commutation doit être empêchéelorsque la perte de l’alimentation est due à undéfaut sur le jeu de barres; car en présence d’untel défaut la fermeture du disjoncteurd’alimentation de secours entraînerait aussi laperte de l’alimentation de secours et pourraitendommager le matériel.

Deux techniques de commutation sontgénéralement utilisées, selon que l’installationpeut supporter ou non une brève interruption del’alimentation.

Commutation à tension résiduelleC’est le schéma de commutation le plus utilisé etcomprend les étapes suivantes :c ouvrir le disjoncteur principal afin d’isoler lacharge de l’alimentation,c démarrer le groupe électrogène,c délester les charges que le groupe électrogènene pourra pas alimenter,c fermer le disjoncteur du groupe électrogènelorsque celui-ci est en mesure d’alimenter lacharge, et que la tension résiduelle sur le jeu debarres est inférieure à 30 %.

Lorsque l’alimentation normale est rétablie, ilfaudra commuter la charge de l’alimentationsecours vers l’alimentation normale. Ceci est

Lorsqu’un groupe électrogène doit fonctionneren parallèle, il est nécessaire de pouvoir lesynchroniser avec le réseau. La synchronisationconsiste essentiellement à régler la fréquence etla tension du groupe électrogène à des valeursproches de celles du réseau. La fréquence et latension du réseau pouvant fluctuer de quelquespourcent, il est impératif pour la synchronisationde pouvoir régler aussi bien la vitesse du moteurque la tension de l’alternateur.

5 Schémas de commutation et synchronisation


fréquences et déphasage du groupe et duréseau. Le relais de synchronisation règleautomatiquement la vitesse et la tension dugroupe électrogène et ferme le disjoncteurlorsque le déphasage entre la tension du groupeet celle du réseau est suffisamment faible.

Un seul équipement de synchronisationautomatique peut être utilisé pour plusieursgroupes électrogènes à condition desélectionner les transformateurs de tensionconcernés et d’aiguiller les ordres de réglage detension et de vitesse, ainsi que l’ordre defermeture, au disjoncteur concerné.

Une synchronisation manuelle doit être prévuedans tous les cas, soit pour dépannage dusystème de synchronisation automatique, soitpour les utilisations où la synchronisation ne se

produirait que rarement. Pour la synchronisationmanuelle l’opérateur utilise des boutons-poussoirs pour les ordres de réglage de tensionet de vitesse.

Un synchronoscope permettra à l’opérateur desavoir lorsque les tensions du réseau et dugroupe sont suffisamment en phase pour fermerle disjoncteur. Pour une synchronisationmanuelle il est recommandé d’utiliser un relaisde protection synchro-check qui interdit lafermeture du disjoncteur si l’ensemble desconditions de fréquence, de tension et dedéphasage n’est pas réuni.

La synchronisation du disjoncteur du groupeélectrogène est souvent une fonction inclusedans l’équipement de contrôle du groupe.

5.4 Synchronisation des disjoncteurs de couplage de jeux de barres ou d’arrivée secteur

pouvant modifier la puissance délivrée (donc lavitesse) de tous les groupes.

Lorsqu’un groupe est en mode isochrone, lesordres de réglage de tension et de vitesse sonttransmis à ce groupe, et les autres groupessuivront selon leurs caractéristiques de statisme.Lorsqu’un répartiteur de charge est utilisé, lessignaux de fréquence ± seront envoyés aurépartiteur de charge qui à son tour envoie lessignaux appropriés aux régulateurs individuelsdes groupes électrogènes.

Les régulateurs de tension utilisés dans ce cassont parfois reliés au transformateur de tensiondu jeu de barres avec lesquels lasynchronisation devra être assurée et peuventainsi régler leur excitation en conséquence sansrecevoir un ordre séparé pour le réglage de latension.

Dans les deux cas de figures, lorsque lafréquence, la tension et le déphasage sontcorrects on peut alors fermer le disjoncteur.

Certains fabricants de répartiteur de chargeoffrent également la possibilité de régler latension en plus du réglage de la vitesse. Enspécifiant l’équipement de synchronisation, il fautdonc clairement préciser tous les besoinsfonctionnels, permettant ainsi aux fournisseursde proposer la meilleure solution.

Lorsqu’on utilise plusieurs groupes, il estsouvent d’usage de les relier à des jeux debarres différents afin de faciliter les opérationsde maintenance. Dans ce cas, il est possibled’avoir, par moments, des groupes électrogènesalimentant des charges sur jeux de barresdistincts, non reliés. Pour relier les jeux debarres, lorsque cela est nécessaire, il faudraprocéder à la synchronisation des groupes depart et d’autre des disjoncteurs de couplage.

Dans ce cas, il est normalement nécessaired’avoir un appareil de synchronisationspécifique, car l’équipement du groupeélectrogène permet en général de synchroniseruniquement l’amont et l’aval de son disjoncteur.

Une situation semblable peut se produire lorsquela charge de l’installation étant alimentée par desgroupes électrogènes il devient nécessaire deconnecter la charge au réseau de distributionpublic. La synchronisation devra être assuréepour fermer le disjoncteur de connexion auréseau.

La synchronisation nécessite un réglage detension et de vitesse. Comme cela a été décriten section 4.4, la synchronisation d’un ensemblede groupes électrogènes est possible lorsquel’un des groupes est en mode isochrone, ou bienlorsqu’un répartiteur de charge est utilisé,


6.1 Principe général de la protection

niveau du disjoncteur du groupe électrogèneprotégeant ainsi la connexion globale dugroupe.

Comme le montre la figure 7 , des relaisdirectionnels de puissance active et réactivesont généralement connectés au transformateurde courant sur le neutre de l’alternateur.Ils peuvent également être connectés auxtransformateurs de courant associés audisjoncteur.

L’emplacement dépendra de la répartition destaches conformément à la description donnéeau chapitre 9.1.

Fig. 7 : protections recommandées pour un groupe électrogène.

Le groupe électrogène étant une sourced’énergie électrique, les relais de protection àmaximum de courant doivent être reliés à destransformateurs de courant sur le neutre desenroulements stator pour prévenir les défautsdans les enroulements des alternateurs.

Pour le fonctionnement en parallèle avecd’autres groupes ou avec le réseau public,des relais de protection complémentairessont nécessaires au niveau du disjoncteur dugroupe électrogène pour les défauts cotéréseau du groupe. Pour ces relais de protection,on installe des transformateurs de courant au

25

51 67

67N

49T

E

64F

87G

27

59

59N

81

46 49 51 32P 32Q 51V

51G

Point neutre de l'alternateur

Résistance de mise à la terre du neutre

6 Protection du groupe électrogène


6.2 Protection électrique

Protection Réglage type Action27 0,75 Un, T ≈ 3 s Arrêt général

T > temps des 51, 51V et 6732P 1-5 % si turbine, 5-20 % si Arrêt général

Diesel , T = 2 s32Q 0,3 Sn, T = 2 s Arrêt général46 0,15 In, courbe temps inverse Arrêt général49 80% capacité thermique = alarme Déclenchement du disjoncteur seul, la

120% capacité thermique = décl. surcharge pourrait être temporaireconstante de temps 20 min fonctionconstante de temps 40 min arrêt

51 1,5 In, 2 s Arrêt général51G 10 A, 1 s Arrêt général51V 1,5 In, T= 2,5 s Arrêt général59 1,1 Un, 2 s Arrêt général81 Max de fréquence : 1,05 Fn, 2 s Arrêt général

Mini de fréquence : 0,95 Fn, 2 s87G 5 % In Arrêt général67 In, 0,5 s Arrêt général67N Is0 ≈ 10 % du courant de Arrêt général

défaut terre, 0,5 s25 Fréquence < ±1 Hz, Tension < ±5 %, Empêcher la fermeture durant la

Angle déphasage <10° synchronisation49T 120 °C Déclenchement du disjoncteur seul, la

surcharge pourrait être temporaire64F 10 A, 0,1 s Arrêt général

Protection Arrêt général sans blocagemécanique

Fig. 8 : réglage recommandé des relais et action.

v 81 : max et mini de fréquence

c protections reliées aux transformateurs decourant coté ligne (seulement pourfonctionnement parallèle) :v 67 : max de courant directionnelle (nonnécessaire si 87G est utilisée)v 67N : max de courant directionnellehomopolaire (sur TI tore, pour une meilleuresensibilité)

c protections mécaniques générales du groupe,reliées à des détecteurs :v 49T : température stator (recommandée pouralternateurs au-dessus de 2 MVA)v 49T : température paliers (recommandée pouralternateurs au-dessus de 8 MVA)v 64F : protection terre du rotor

Le tableau ci-après (voir fig. 8 ) donne desexemples de réglages types pour chacune desprotections et indique l’action qui s’en suit. Cetteinformation doit être vérifiée auprès du fabricantdu groupe électrogène pour chaque application.Un arrêt général signifie l’ouverture et le blocagedu disjoncteur du groupe, coupure de l’excitationet l’arrêt d’arrivéefuel au moteur.

La figure 7 montre les protectionsrecommandées qui sont les suivantes,énumérées avec leurs codes conventionnels :

c protections reliées au transformateur decourant du neutre de l’alternateur :v 32P : directionnelle de puissance activev 32Q : directionnelle de puissance réactivepour perte d’excitation (pour groupes > 1 MVA)v 46 : composante inverse (pour groupes > 1 MVA)v 49 : image thermiquev 51 : max de courantv 51G : défaut terrev 51V : max de courant à retenue de tensionv 87G : protection différentielle alternateur (pourgroupes > 2 MVA)(Nota: 46,49, 32P et 32Q peuvent aussi êtrereliés aux transformateurs de courant desphases).

c protections reliées aux transformateurs detension :v 25 : synchro-check (uniquement pourfonctionnement parallèle)v 27 : manque de tension

v 59 : surtension


Particularités des courants de court-circuitavec les groupes électrogènesSelon le tableau précédent, le disjoncteur dugroupe doit intervenir pour isoler efficacement legroupe du réseau. En raison des faibles valeursdes courants de court-circuits transitoires etpermanents il convient d’être particulièrementattentif au choix des relais de protection et deleur réglage. Par ailleurs, afin que les pertesdans l’alternateur soient réduites, le fabricants’efforce d’avoir une résistance statorique faible.Il en résulte une forte valeur du rapport X/R, parconséquent la composante continue du courantde court-circuit a une longue constante de temps.

La norme CEI 60056 définit des conditionsd’essais pour les disjoncteurs moyenne tension.Elles sont déterminées pour un courant de court-circuit ayant une composante continue avec uneconstante de temps de 45 ms. Or, du fait quele courant de court-circuit d’un groupe peutlargement dépasser cette valeur, le fabricant

du disjoncteur doit choisir le disjoncteur adéquatet démontrer qu’il convient à l’application.

Retard possible du disjoncteur

Le courant de court-circuit d’un groupe peutavoir en plus d’une composante continuesignificative, la particularité de ne traverser l’axede niveau zéro qu’après plusieurs périodes, cequi entraîne une difficulté pour couper le courantde court-circuit (voir figure 9 ). Ceci est dû aufait que la composante alternative décroîtbeaucoup plus rapidement que la composantecontinue.

Pour une interruption correcte, les disjoncteursMT nécessitent le croisement naturel de l’axezéro par le courant de court-circuit. On doit donc,dans certains cas, retarder l’ouverture dudisjoncteur du temps nécessaire à ce croisement.Un tel retard doit être pris en compte dansl’étude de coordination des relais de protection,et pourrait aussi réduire la stabilité du système.

Fig. 9 : courant de court-circuit du groupe électrogène, croisement tardif de l’axe zéro sur les phases 1 et 3(phase 2 s’interrompt correctement du fait que le court-circuit s’est produit ici lorsque la tension était au maximumsur cette phase, d’où un courant de court-circuit, déphasé de 90°, commençant à zéro, sans composante continue).

Le groupe électrogène doit également avoir desprotections relatives au moteur. Il s’agitessentiellement du niveau et de la températured’huile, niveau et température d’eau, températured’échappement. La protection du défaut terre du

rotor est souvent intégrée dans ces protectionsdu fait de la nécessité d’injecter du courantcontinu dans le rotor. Lorsqu’une protectionmécanique nécessite l’arrêt, un ordre devra ouvrirle disjoncteur, sans entraîner son verrouillage.

6.3 Protections moteur

Séparation des contactsdu disjoncteur

Apparition d'un court-circuit triphasé

Tension avant défaut Courant de défaut


7.1 Connexion coté ligne

7 Raccordement des groupes électrogènes au réseau électrique

groupe électrogène, il est recommandéd’installer les transformateurs de tensionégalement dans ce coffret. Si la place disponibledans le coffret est insuffisante, on pourrafacilement intégrer les transformateurs detension dans l’équipement du circuit aval.

Les transformateurs de courant doivent êtreinstallés dans la boîte de raccordement du pointneutre de l’alternateur. Si la protectiondifférentielle du groupe exclut le câble (ou gainesà barres) de raccordement côté ligne, lestransformateurs de courant sont installés dans laboîte de raccordement côté ligne de l’alternateur.Si la protection différentielle du groupe inclut lecâble (ou gaines à barres) de raccordement côtéligne, les transformateurs de courant sontinstallés dans le tableau aval.

7.2 Connexion coté neutre

terre de chaque source lorsque seul un ou deuxgroupes sont en service. Il est alors conseillé dene pas mettre à la terre les points neutres, maisd’utiliser des transformateurs de mise à la terresur chaque jeu de barres, comme indiqué dansla figure 5.

En fonctionnement avec le disjoncteur decouplage des jeux de barres fermé, un seultransformateur de mise à la terre doit êtreraccordé. Lorsque les disjoncteurs de couplagedes jeux de barres sont ouverts, untransformateur de mise à la terre devra êtreconnecté à chaque jeu de barres. Ceci permetd’avoir une valeur constante du courant dedéfaut terre indépendamment du type et dunombre de sources utilisés, tout en simplifiantconsidérablement le système de protection terre.

Si un défaut terre se produit dans letransformateur de mise à la terre, il faut l’isoler,mais le fonctionnement des groupesélectrogènes reliés au jeu de barres devra êtremaintenu. Il n’y a pas de danger immédiat pourles groupes fonctionnant provisoirement dans unsystème non mis à la terre.

Il appartiendra au personnel de maintenance dedéterminer le fonctionnement ultérieur dusystème.

Les groupes électrogènes ont une capacitélimitée de supporter des surtensions. Lorsque lefonctionnement parallèle des groupes MT estprévu avec le réseau, il faut prévoir aux bornesdu groupe une protection contre les chocs defoudre.

Cela consiste généralement à raccorder descondensateurs de surtension (normalement de0,3 µF) et des parafoudres phase-terre dans lecoffret de raccordement du groupe. De tellesprécautions ne sont pas nécessaires pour lesgroupes électrogènes BT car ceux-ci sontprotégés des chocs de foudre du fait destransformateurs abaisseurs amonts.

Lorsque la protection contre les surtensions estprévue dans le coffret de raccordement du

Groupe autonome

Un groupe électrogène qui ne fonctionne pas enparallèle avec une autre source doit être mis à laterre à travers une résistance reliée entre le pointneutre et la terre. Le fabricant du groupeélectrogène peut fournir une courbe de tenueindiquant le courant de défaut permissible enfonction du temps. La résistance de mise à laterre et les réglages des relais de protectiondoivent être fonction de cette courbe. En généralle courant de défaut d’un groupe MT doit êtremaintenu inférieur à 30 A afin d’éviter toutpréjudice au stator lui-même.

Fonctionnement parallèle avec réseau publicou avec d’autres groupes

Lorsque plusieurs groupes fonctionnent enparallèle, ou avec le réseau, il est difficile demaintenir le courant de défaut terre dans deslimites acceptables.

Le courant maximum de défaut terre sera lasomme du courant de défaut terre de toutes lessources, ce qui pourrait facilement dépasser lavaleur donnée sur la courbe de tenue déjàmentionnée. Réduire cette valeur maximale enlimitant le courant de défaut terre à une valeurfaible pour chacune des sources aurait pourrésultat de rendre trop faible le courant de défaut


Le délestage est souvent nécessaire afind’assurer que les éléments essentiels d’unprocess restent alimentés en énergie durant lespointes de consommation ou lors deperturbations du réseau électrique.Dans un système de distribution électrique, laseule énergie additionnelle disponible est cellefournie par la réserve tournante des machines.Par conséquent, les sites alimentés uniquementpar des groupes électrogènes ont peu deréserves et sont très susceptibles à l’instabilitérésultant d’une perturbation telle qu’un défautdans le système de distribution électrique.

Le délestage est à considérer dans trois casdifférents :

c augmentation progressive de la charge,

c perte d’un groupe électrogène,

c défauts électriques.

Pour une alimentation électrique fiable d’unéquipement de process, le délestage danschacun des cas ci-dessus doit être étudié. Engénéral, le système de délestage doit vérifier enpermanence l’équilibre entre la charge et lapuissance disponible afin de délester lescharges non essentielles et maintenir ainsi lastabilité du système. On trouvera ci-après ladescription des effets et des remèdes danschacun des cas.

Augmentation progressive de la chargeIl est possible qu’à certaines périodes la chargeexcède la puissance nominale des groupesélectrogènes. Le fait que les groupesélectrogènes de production soient prévus pourune surcharge de 10 % pendant une heure, lorsd’une évolution progressive de la charge, lesystème de délestage peut effectuer en tempsréel tous les calculs et donner les ordres dedélestage aux charges non essentielles.L’opérateur peut reconnecter les charges nonessentielles après la période de pointe.

Perte d’un groupe électrogène

La perte d’un groupe peut brusquemententraîner une réduction considérable de la

puissance disponible par rapport aux besoins dela charge. Le délestage immédiat des chargesnon essentielles est alors nécessaire afind’assurer la stabilité du réseau de distribution.Sans délestage, il y aura déclenchement parsurcharge, baisse de tension, ou baisse defréquence, conduisant à la perte probable de latotalité de l’alimentation électrique.

Le système de délestage doit être programmépour envoyer immédiatement les ordres dedéclenchement nécessaires. Le délestage peutse faire en moins de 200 ms, ce qui estgénéralement suffisant pour empêcher de perdrela stabilité du système, et pourraitéventuellement conduire à une panne totale duréseau de distribution interne.

Défauts électriques

Les défauts électriques sont détectés par lesrelais de protection, provoquant ledéclenchement des disjoncteurs et isolant ainsil’équipement défectueux. Durant le tempsd’élimination du défaut, la tension dans la zonedu défaut peut tomber pratiquement à zéro, cequi peut entraîner le ralentissement de tous lesmoteurs de l’installation.

A l’élimination du défaut, les moteursabsorberont un courant supplémentaire pourretrouver leur vitesse normale. Cela pourraitaccentuer la chute de tension dans certaineszones de l’installation, avec un effet «boule deneige» jusqu’au déclenchement des disjoncteursalimentant les parties saines de l’installation.Pour empêcher une telle perte de stabilité, il estnécessaire d’avoir un système de délestageagissant sur baisse de tension et/ou baisse defréquence.

Pour déterminer les charges à éliminer pardélestage, ainsi que les niveaux de tension etde fréquence devant provoquer le délestage, ilest nécessaire d’effectuer une étude de stabilitédu réseau. Cette étude modélise la réponsedynamique du système lors de perturbationset permet de préparer une stratégie dedélestage.

8 Délestage


9.1 Répartition usuelle des fournitures entre le fabricant du groupe électrogèneet celui de l’appareillage électrique général

permettant d’éliminer les défauts se produisantentre l’alternateur et le tableau électrique.Cette protection doit figurer dans les fournituresqui incombent au fabricant du tableau. Lesappareils de protection de l’alternateur peuventêtre fournis aussi bien par le fabricant du groupeélectrogène que celui du tableau. Les deuxsolutions sont acceptables et nécessitent dansles deux cas un échange d’informations puisqueles consignes de réglage des relais serontdonnées par le fabricant du groupe, alors que lesconsignes de protection générale de l’installationviendront du fabricant du tableau.

Pour une protection différentielle d’un groupe, ilest assez fréquent que le transformateur decourant coté ligne soit installé dans le tableau etcelui du neutre dans le boîtier de raccordementdu neutre de l’alternateur. Les caractéristiquesde ces transformateurs de courant doivent êtredéfinis par le fabricant du relais de protectiondifférentielle et chacun des fabricants doit fournirle transformateur de courant à installer dans sonéquipement. Il n’est ni nécessaire, nirecommandé pour les raisons déjà indiquées,que l’un des fabricants fournissent lestransformateurs de courant à installer dansl’équipement d’un autre fournisseur.

Les alimentations auxiliaires du groupe doiventêtre indépendantes de celles du tableau. Legroupe devrait avoir sa propre alimentationcourant continu secourue par batterie.

9.2 Echanges d’information

contacts qui ferment pour action, et des contactsnormalement ouverts qui sont fermés pourdonner une autorisation. Ces circuits sont dits desécurité positive puisque la rupture d’un filn’entraînera pas une action ou autorisation nonvoulue.

La tension à appliquer aux contacts sanspotentiel ainsi que la charge des contactsdoivent être précisés afin de s’assurer que lesappareils adéquats ont été choisis.

Il arrive très couramment que le groupeélectrogène soit fourni par une entreprisedifférente du fournisseur du tableau électriqueauquel il est relié. Il est donc utile de limiter leplus possible les interfaces entre ces deuxéléments. Avant de finaliser la conception del’installation, il est important que les deuxfournisseurs tiennent une réunion decoordination. Durant cette réunion serontdéterminés la répartition du travail, les interfaces,les renseignements à échanger, et un planningsera établi. Ces renseignements devraientpermettre à chacun des fournisseurs de menerl’étude, la fabrication, le montage, les essais etla réception sur site de façon indépendante. Laréception d’ensemble sera ensuite effectuéeconjointement après réalisation de toutes lesinterfaces. En s’efforçant d’avoir des interfacessimples, il est facile de définir clairement lesresponsabilités de chacun.

Chaque fournisseur doit être responsable de latotalité du matériel qu’il fournit. Il faut éviter qu’unmatériel fourni par un des fournisseurs soitinstallé dans l’équipement de l’autre fournisseur.Un exemple classique est le module d’excitationdu groupe électrogène ; il doit être dans unpanneau fourni par le fabricant du groupe et nonpas dans le tableau électrique.

Lorsqu’un groupe électrogène peut fonctionneren parallèle, il est nécessaire d’installer dansl’appareillage le relayage de protection

Les échanges d’informations nécessaires entrele groupe électrogène et le tableau électriquedoivent être réduits autant que possible. Leséchanges se feront par contacts sans potentielet des signaux analogiques 4-20 mA.

La signification de chaque signal (p. ex. fermerpour action, fermé pour disjoncteur en position“ouvert”) et la durée minimale de chaque signal(p. ex. durée du signal de fermeture : 500 ms)doit être clairement indiquée dans ladocumentation concernant l’interface.

Des circuits de sécurité positive devraient êtreutilisés. Dans de tels circuits, on utilise des

9 Interfaces entre le groupe électrogène et le réseau


Avec ce type d’interfaces chaque fournisseurpeut concevoir, fabriquer et essayer sonéquipement de façon indépendante. Leséchanges directs d’information par des lienssérie doivent être évités en raison des difficultésde définition, de mise en service et de réparation.Le nombre d’informations à échanger nejustifie pas ce type d’interface.

Les informations généralement échangéessont :

c les informations du groupe électrogène :

v prêt à démarrer (information)

v prêt à charger (information)

v ordre de déclencher sur défaut

v alarme générale (information)

v tension alternateur (du transformateur detension, pour synchronisation)

c Les informations vers le groupe électrogène :

v ordre de démarrage

v état du disjoncteur, 0/1 (information)

v tension jeu de barres (du transformateur detension, pour synchronisation)

v fonctionnement en îloté, ou en parallèle(information)

v type de défaut (information)

9.3 Intégration du groupe au système de contrôle-commande du réseau électrique

les mesures de température des enroulementsde l’alternateur et des paliers, ainsi que laconsommation de charges particulières.

Le système de contrôle-commande peutégalement fournir l’information nécessairepour le délestage décrit en section 8 ci-dessuspour effectuer les calculs de bilan des charges.

Le système de contrôle-commande permetégalement à l’opérateur de reconfigurer sonréseau interne de distribution, ce qui est trèsutile pour effectuer les redémarrages après unincident.

Afin d’éviter une perte de l’alimentationélectrique, une maintenance préventive estnécessaire.

La maintenance préventive peut être trèsefficace à condition d’avoir l’informationnécessaire à son exécution, le but étant des’assurer que la maintenance sera effectuéeavant qu’un défaut ne se produise.

L’information nécessaire peut être recueillie ettransmise à l’opérateur par un système decontrôle-commande du réseau électrique.L’information peut inclure la durée defonctionnement des groupes électrogènes,


10 Installation et maintenance des groupes électrogènes

L’installation de groupes électrogènes exigeune collaboration étroite entre plusieursdisciplines telles que électrique, bâtiment,

process et mécanique. Les considérationssuivantes doivent être prises en compte lors del’étude de l’installation des groupes.

Il convient de choisir un emplacement proche ducentre de la charge afin de réduire les chutes detension et les pertes dans les câbles.L’encombrement important du groupe doit êtrepris en compte lors des études de transport etd’installation. Dans le bâtiment recevantl’équipement, il faut prévoir l’espace nécessaireà l’entretien, y compris le démontage complet, etdisposer du matériel de levage adéquat audessus du groupe. Le fabricant du groupe devra

indiquer tous les renseignements concernant lesbesoins d’espace et d’accessibilité sur les plansguides de génie civil.Souvent, l’émission de bruit posera problème. Lasolution est d’insonoriser le groupe ou lebâtiment, ou les deux à la fois. L’insonorisation aune incidence significative sur le coût et parconséquent, doit être définie avant decommander l’équipement. On veillera aussi à ceque le socle du groupe ne propage pas le bruit.

En définissant la puissance d’un groupeélectrogène il est important de prendre enconsidération les conduits d’arrivée d’air etd’échappement. Dans certains cas, le lieud’installation sera tel qu’il sera nécessaired’utiliser de longs conduits, et cela aura uneincidence sur la définition de la puissancenominale du moteur.

S’assurer également que l’entrée d’air est loin del’échappement.

Les groupes électrogènes de secours doivent êtrecapables de fonctionner dans diverses conditions.Dans certaines régions où les tempêtes de sablesont fréquentes, l’entrée d’air doit alors êtreéquipée de filtres à sable, ce qui augmente le prixdu groupe.

10.1 Emplacement

10.2 Entrée d’air et échappement

10.3 Conformité avec la réglementation locale

Il existe dans beaucoup de pays uneréglementation locale particulière. En plus desexigences relatives aux émissions, les exigencesenvironnementales dicteront la conception dusystème relatif au carburant, y compris lacapacité maximale du réservoir journalier et letype de réservoir enfoui (double parois, etc..).Il faut également respecter la réglementationlocale concernant la détection et la protectionincendie. Des détecteurs d’incendie doivent êtreinstallés dans tous les locaux abritant desgroupes électrogènes. La protection contre le feudevrait être automatique là où cela est possible.

La lutte contre le feu consiste généralement àinonder le bâtiment de gaz inerte. Cela doit êtreassocié à une fermeture automatique desouvertures de ventilation, d’entrées d’air et desportes. La réglementation locale comprend desmesures telles que le nombre et emplacementdes panneaux locaux, l’emplacement du tableaude commande anti-incendie, ainsi que le type degaz inerte utilisable. L’assistance d’uneentreprise locale familiarisée avec de telsrèglements afin d’avoir toutes les autorisationsnécessaires est très utile, voire mêmeindispensable.

10.4 Outils spéciaux et pièces de rechange

Les groupes électrogènes nécessitent de lamaintenance périodique, et après quelquesannées d’utilisation une révision générale. Dansles deux cas, des outils spéciaux sontnécessaires. Ceux-ci doivent être définis lors dela commande du groupe, puis vérifiés à la

livraison et comparés aux listes données par lesmanuels de maintenance. Les pièces derechange nécessaires pour la première révisiongénérale doivent être fournies en plus de cellesnécessaires pour le fonctionnement normal.


Les groupes électrogènes constitués d’unmoteur + alternateur sont souvent installés dansles sites industriels et bâtiments commerciaux,soit en tant que principal fournisseur de l’énergieélectrique, ou bien pour assurer l’alimentationdes charges essentielles lors d’une défaillancedu réseau de distribution publique.

Il est important de bien comprendre lescaractéristiques électriques et mécaniques desgroupes électrogènes et connaître les normesqui les définissent afin de choisir correctementl’équipement.

L’intégration du groupe électrogène dans lesystème de la distribution électrique a uneconséquence sur le choix de la plupart deséquipements électriques. Par exemple, pour lapuissance de court-circuit totale à considérerpour la détermination de l’appareillage électrique

il faudra prendre en compte la contribution desgroupes électrogènes.

Le système de protection électrique del’installation doit tenir compte des particularitésdes groupes électrogènes afin d’assurer uneprotection correcte des personnes et des biens,tout en évitant les déclenchements intempestifsentraînant une indisponibilité de l’énergieélectrique. Le système de contrôle-commandedoit permettre l’exploitation du réseau dedistribution de différentes manières pourassurer une alimentation électrique fiable.

L’ingénieur responsable de la conception dusystème global de la distribution électrique doitrésoudre de nombreux problèmes. Un premierpas pour assurer que le réseau conçu seraconforme aux exigence est d’être conscient desproblèmes et des solutions possibles.

Normesc IEC 60056: Disjoncteurs à courant alternatifshaute-tension.

c IEC 60255: Relais électriques.

c IEC 60298: Appareillage sous enveloppemétallique pour courant alternatif de tensionsassignées supérieures à 1 kV et inférieures ouégales à 52 kV.

c IEC 60439-1: Ensembles d’appareillage àbasse tension - Ensembles de série ou dérivésde série.

c ISO 3046: Moteurs alternatifs à combustioninterne.

c ISO 8528: Groupes électrogènes à courantalternatif entraînés par moteurs alternatifs àcombustion interne.

11 Conclusion

Bibliographie

Cahiers Techniques Schneider Electricc Les perturbations électriques en BTCahier Technique n° 141R. CALVAS

c Harmoniques : convertisseurs propres etcompensateurs actifsCahier Technique n° 183E. BETTEGA, J-N. FIORINA

c Disjoncteurs au SF6 Fluarc et protection desmoteurs MTCahier Technique n° 143J. HENNEBERT et D. GIBBS

Schneider Electric Direction Scientifique et Technique,Service Communication TechniqueF-38050 Grenoble cedex 9Fax : (33) 04 76 57 98 60

Real.: AKEdition: Schneider ElectricPrinting: Imprimerie du Pont de Claix - Claix - France - 1000- 100 FF - ©

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196 Génération électrique intégrée aux sites industriels et bâtiments